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Refinería de Tula refuerza soberanía energética: Sheinbaum

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La Presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, supervisó los avances en la modernización de la Refinería Miguel Hidalgo, ubicada en Tula, Hidalgo. Se informó que la planta incrementará su capacidad de producción de 100 mil a 130 mil barriles diarios hacia abril de 2026, como parte del plan nacional de fortalecimiento energético.

Durante la visita subrayó que la recuperación de la capacidad de refinación representa un hito no visto en dos décadas, al reducir la dependencia de importaciones y fortalecer la producción nacional de petrolíferos. “La autosuficiencia es fundamental para la soberanía energética de México”, señaló al verificar la instalación de nuevos equipos.

Entre las obras se incluye la integración de la coquizadora, que permitirá producir gasolina y diésel con menor contenido de azufre, con beneficios para la salud pública y el medio ambiente. La modernización de Tula se suma a inversiones en ocho refinerías del país, entre ellas Olmeca (Dos Bocas) y Deer Park, con el objetivo de que Pemex supere el millón de barriles diarios.

De acuerdo con Guadalupe Phillips Margain, directora general de Grupo ICA, los trabajos en Tula involucran a miles de trabajadores y se desarrollan en fases. La primera etapa ya está en operación, mientras que la segunda se pondrá en marcha a mediados de 2026 con la integración de plantas de apoyo.

Por su parte, Víctor Rodríguez Padilla, director general de Pemex, informó que la refinería ha recuperado su capacidad de procesamiento, alcanzando 270 mil barriles diarios. Señaló que México ha retomado la exportación de diésel, revirtiendo la tendencia de importación registrada en años anteriores.

El petróleo sube en la primera sesión de 2026 tras un cierre de año negativo

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Los precios del petróleo comenzaron el año 2026 con una tendencia al alza, recuperándose parcialmente después de que el sector cerrara 2025 con su pérdida anual más significativa desde 2020.

Al inicio de la jornada del 2 de enero, el crudo Brent avanzó 41 centavos, situándose en 77.45 dólares por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) subió 43 centavos para alcanzar los 72.08 dólares. Este repunte técnico ocurre tras un año marcado por la volatilidad y las preocupaciones sobre la demanda global.

Balance del mercado y factores de influencia

El balance de 2025 dejó una caída acumulada del 10% para el Brent y del 11% para el WTI, presionados por el aumento de la producción fuera de la OPEP+ y una ralentización en el crecimiento de la demanda de los principales consumidores.

Pese a los recortes de producción implementados por la OPEP y sus aliados, la oferta estadounidense alcanzó niveles récord durante el año pasado, lo que contrarrestó los esfuerzos por estabilizar los precios. Para 2026, los analistas encuestados por Reuters proyectan un precio promedio de 82.50 dólares para el Brent, aunque advierten que el crecimiento económico débil podría limitar estas expectativas.

Coal India autoriza la exportación de carbón mediante subastas electrónicas a países vecinos

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En un cambio significativo para el mercado energético regional, Coal India Limited ha decidido abrir sus procesos de subastas electrónicas a compradores extranjeros, permitiendo la participación de entidades de Bangladesh, Bután y Nepal.

Esta medida busca diversificar la base de clientes de la paraestatal y aprovechar el superávit de producción actual. Bajo este nuevo esquema, las empresas de estos países vecinos podrán competir en igualdad de condiciones con los compradores nacionales para asegurar el suministro de carbón térmico y metalúrgico.

La implementación de esta política incluye la simplificación de los procedimientos logísticos y aduaneros para facilitar el movimiento transfronterizo del mineral. Según las directrices establecidas, los compradores internacionales deberán cumplir con los marcos regulatorios de comercio exterior vigentes en la India, asegurando que las transacciones se realicen mediante canales bancarios autorizados y en cumplimiento con las normativas fiscales.

sta apertura comercial se produce en un momento en que la India busca fortalecer sus lazos económicos y de seguridad energética con los países miembros de la Asociación del Asia Meridional para la Cooperación Regional.

Rusia admite el fin de las superganancias por petróleo y gas en 2026

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El panorama económico de Rusia para 2026 confirma un giro estructural en sus finanzas públicas. El Ministerio de Finanzas ha oficializado que la dependencia presupuestaria de los hidrocarburos caerá del histórico 50% a un 23% este año.

Este ajuste es el resultado de una combinación de factores que incluyen el agotamiento de reservas accesibles y las restricciones comerciales derivadas del entorno geopolítico actual, que obligan a vender crudo con descuentos de hasta el 50% en mercados asiáticos.

Para compensar la reducción de las «superganancias» energéticas, el Estado ha incrementado la presión fiscal interna. La recaudación mediante impuestos y sanciones a la iniciativa privada y ciudadanos ya alcanza los 3.26 billones de rublos.

Los analistas coinciden en que Rusia ha entrado en un nuevo ciclo económico de estancamiento de ingresos petroleros, lo que demanda una reestructuración de las prioridades de gasto y una mayor dependencia de la recaudación tributaria no vinculada a la energía.

España implementa nuevas medidas fiscales para 2026: Diésel, movilidad eléctrica y cambios en el IRPF

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El ejercicio fiscal 2026 introduce cambios significativos en España, centrados en la transición energética y la digitalización tributaria.

Una de las medidas destacadas es la subida a la fiscalidad del diésel, un compromiso del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia para acceder a los fondos europeos ‘Next Generation EU’. Aunque la Comisión Europea otorgó un plazo adicional de seis meses, la aprobación de esta medida se prevé para finales de enero de 2026.

En materia de sostenibilidad, Hacienda ha prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2026 los incentivos fiscales para la eficiencia energética y la movilidad eléctrica.

Esto incluye deducciones del 20%, 40% o 60% para reformas en viviendas que reduzcan la demanda de calefacción o refrigeración. Asimismo, se mantiene la deducción de hasta el 15% para la compra de vehículos eléctricos «enchufables» y de pila de combustible, así como para la instalación de puntos de recarga.

La gestión tributaria también presenta novedades operativas. Por un lado, se suprime la obligación de presentar la declaración del IRPF para los perceptores de prestaciones por desempleo. Por otro, las entidades financieras deberán informar mensualmente a la Agencia Tributaria sobre la facturación acumulada de empresarios y profesionales realizada vía Bizum, siempre que los cobros se reciban en España y excluyendo transacciones entre particulares. Finalmente, la obligatoriedad del sistema de facturación ‘Verifactu’ se ha aplazado hasta 2027.

México alcanza récord histórico en importaciones de gas natural durante 2025

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Las adquisiciones de gas natural provenientes de Estados Unidos establecieron una cifra histórica en 2025, promediando 6,758 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en lo que va del año. Esta cantidad representa un incremento del 3.2% respecto al mismo periodo de 2024, lo que equivale a un volumen adicional de más de 210,190 millones de unidades diarias.

Según los informes de la Administración de Información Energética (EIA), la dependencia del hidrocarburo estadounidense ha crecido un 47% desde 2018, cuando las compras se situaban en 4,597 mmpc

Durante el transcurso de 2025, el volumen de importación superó sus propios umbrales en tres ocasiones. En mayo se registraron 7,268 mmpcd, cifra que ascendió a 7,287 mmpcd en junio y alcanzó un pico de 7,390 mmpcd durante agosto. Este flujo es posible gracias a una infraestructura de cuatro corredores principales ubicados en el sur y oeste de Texas, Arizona y California, cuya capacidad combinada de 14,800 mmpcd se encuentra actualmente operando al 43% de su potencial total.

El crecimiento en la demanda se concentra principalmente en el sector eléctrico, donde el consumo nacional de gas natural pasó de 7,700 a 8,690 mmpcd en los últimos años. La EIA identifica que el desarrollo de ductos de conexión en el centro y suroeste de México ha facilitado este intercambio, destacando proyectos como el gasoducto submarino Puerta al Sureste, diseñado para suministrar combustible a nuevas centrales eléctricas en la Península de Yucatán.

A pesar de la expansión, factores como retrasos en permisos y la limitada capacidad de almacenamiento en territorio mexicano actúan como limitantes para un mayor aprovechamiento de la infraestructura existente.

IEPS 2026: cuando la recaudación fiscal vuelve a chocar con la realidad del mercado de combustibles

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Por Marcial Díaz Ibarra, socio director de Qua Consultores

A partir del 1 de enero de 2026, el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) aplicable a gasolinas y diésel registrará un incremento de 3.79%, conforme al factor de actualización publicado por la Secretaría de Hacienda. El ajuste, aunque técnicamente previsible y legalmente sustentado, vuelve a poner sobre la mesa una discusión estructural que México no ha resuelto: el uso del IEPS como herramienta recaudatoria frente a su impacto real en precios, logística y competitividad.

De acuerdo con las nuevas cuotas, el impacto directo en el consumidor será tangible:

  • Gasolina regular (menor a 91 octanos): +25 centavos por litro
  • Gasolina premium: +21 centavos por litro
  • Diésel: +27 centavos por litro

Estos incrementos se darán si no se aplican estímulos fiscales, escenario que abre la puerta a una recaudación potencial cercana a 460 mil millones de pesos anuales, cifra que confirma que el IEPS sigue siendo uno de los pilares silenciosos de las finanzas públicas.

El dilema fiscal: recaudar sin distorsionar

Desde una óptica estrictamente hacendaria, el ajuste es lógico. El IEPS se actualiza conforme a la inflación y permite al Estado proteger su base recaudatoria sin necesidad de reformas tributarias de mayor calado. Sin embargo, el mercado de combustibles no es neutro, y cada centavo adicional tiene efectos en cascada.

En el caso del diésel, el aumento resulta especialmente sensible. No se trata solo de un combustible más: es el insumo transversal del transporte de carga, la logística de alimentos, la industria, la minería y buena parte del aparato productivo. Incrementar su carga fiscal sin un esquema compensatorio implica presión directa sobre costos logísticos, que inevitablemente terminan trasladándose a precios finales.

Estímulos fiscales: ¿herramienta o parche?

La experiencia reciente demuestra que los estímulos al IEPS han funcionado más como un mecanismo político de contención de precios que como una política energética estructural. Cuando el estímulo existe, amortigua el impacto; cuando desaparece, el ajuste se refleja de golpe en el mercado.

El problema no es el estímulo en sí, sino su naturaleza discrecional. La ausencia de reglas claras, temporales y predecibles genera incertidumbre para comercializadores, distribuidores y consumidores. En un entorno de márgenes ajustados y mayor vigilancia regulatoria, esta volatilidad fiscal se convierte en un riesgo operativo adicional.

El mensaje implícito al mercado

El IEPS 2026 envía una señal clara: el Estado seguirá utilizando los combustibles como base recaudatoria estratégica. Esto tiene implicaciones relevantes para la planeación de inversiones, contratos de suministro y estrategias comerciales, particularmente en un contexto donde el nuevo marco regulatorio energético exige mayor trazabilidad, solvencia operativa y cumplimiento fiscal.

Paradójicamente, mientras se habla de transición energética y eficiencia, el esquema fiscal continúa anclado a una lógica de corto plazo, donde la prioridad es la recaudación inmediata y no la construcción de un mercado más eficiente, competitivo y predecible.

Reflexión final

El aumento al IEPS en 2026 no es, por sí mismo, el problema. El verdadero desafío es la ausencia de una política fiscal-energética integral, que reconozca el papel de los combustibles en la economía real y establezca reglas claras entre recaudación, estímulos y precios.

Si el objetivo es fortalecer las finanzas públicas sin erosionar la competitividad ni castigar al consumidor, el debate ya no debería centrarse en si sube o no el IEPS, sino en cómo se diseña un esquema fiscal más transparente, predecible y alineado con la realidad del mercado energético mexicano.

Saipem asegura proyectos por 600 mdd en campos estratégicos de Arabia Saudita

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FILE PHOTO: A Saipem logo in seen on the bridge of the Saipem 10000 deepwater drillship in Genoa's harbour, Italy, November 19, 2015. REUTERS/Alessandro Garofalo

La empresa italiana Saipem ha sido adjudicataria de dos nuevos contratos para proyectos en alta mar en Arabia Saudita, bajo el marco del Acuerdo a Largo Plazo existente con Aramco.

Estas órdenes de compra, conocidas técnicamente como Contract Release Purchase Orders (CRPO), representan una inversión conjunta de aproximadamente 600 millones de dólares y tienen como objetivo la expansión y el mantenimiento de infraestructura crítica en diversos campos petrolíferos.

El primer contrato, denominado CRPO 162, tendrá una duración de 32 meses. Este proyecto contempla la ingeniería, procura, construcción e instalación (EPCI) de cerca de 34 kilómetros de ductos con diámetros de 20 y 30 pulgadas. Las labores se centrarán en los campos petroleros de Berri y Abu Safah, incluyendo trabajos adicionales en las estructuras de superficie (topsides).

El segundo contrato, identificado como CRPO 165, cuenta con un plazo de ejecución de 12 meses. Este incluye intervenciones submarinas en el campo Marjan, así como la ingeniería y construcción de 300 metros de tubería en tierra y sus respectivas conexiones.

Saipem utilizará embarcaciones de construcción que ya se encuentran desplegadas en la región para cumplir con los requerimientos operativos de ambos proyectos.

Las actividades de fabricación vinculadas a estas adjudicaciones se llevarán a cabo en las instalaciones de Saipem Taqa Al-Rushaid Fabricators Co. Ltd., ubicadas en Dammam.

Según el reporte de la compañía, esta decisión busca fortalecer y desarrollar las capacidades de la industria local en Arabia Saudita. Con este anuncio, la firma consolida su presencia en el mercado saudí y su relación operativa con Aramco en el desarrollo de activos estratégicos de hidrocarburos.

ADNOC alcanza los 5,000 mdd en financiamiento verde tras acuerdo con K-SURE

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La compañía energética ADNOC ha formalizado un acuerdo de financiamiento verde por un monto de 2,000 millones de dólares (7.34 mil millones de dírhams) respaldado por la Corporación de Seguros Comerciales de Corea (K-SURE).

Este capital tiene como objetivo financiar proyectos de bajas emisiones de carbono dentro de las operaciones globales de la empresa. El acuerdo se concretó durante una visita oficial a Corea del Sur, donde se ratificó la integración de esquemas de financiamiento sostenible en los planes de crecimiento de la organización.

El mecanismo de crédito se estructuró bajo el Marco de Finanzas Sostenibles de ADNOC, el cual ha recibido una opinión independiente por parte de Sustainable Fitch. Esta entidad confirmó que el marco de trabajo de la compañía se alinea con los principios y estándares internacionales de los mercados financieros sostenibles.

Este movimiento se suma a una transacción previa de 3,000 millones de dólares realizada con el Banco de Cooperación Internacional de Japón (JBIC) en 2024, elevando el financiamiento verde total de la empresa a 5,000 millones de dólares en un periodo de 18 meses.

ADNOC ha establecido un plan de inversión de 23,000 millones de dólares para descarbonizar sus operaciones y acelerar el desarrollo de nuevas energías, como el hidrógeno, la energía geotérmica y las renovables.

Los objetivos operativos incluyen una reducción del 25% en la intensidad de las emisiones de carbono para el año 2030. Además, la empresa forma parte de la Carta de Descarbonización del Petróleo y el Gas (OGDC), comprometiéndose a alcanzar cero emisiones de metano para 2030 y el cero neto para el año 2050.

CNOOC descubre yacimiento de 100 millones de toneladas en el Mar de Bohai

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La compañía energética CNOOC ha anunciado el hallazgo de un yacimiento de gran escala en el sector central del Mar de Bohai, denominado Qinhuangdao 29-6. Según el informe técnico de la empresa, las evaluaciones preliminares indican que el volumen de hidrocarburos in situ supera los 100 millones de toneladas equivalentes de petróleo.

Este descubrimiento se localiza en la formación Neógena Minghuazhen, caracterizada por una profundidad de enterramiento somera.

El pozo exploratorio alcanzó una profundidad total de 1,688 metros, identificando zonas de pago de petróleo que suman un espesor de 66.7 metros. Durante las fases de prueba, el pozo registró una producción aproximada de 2,560 barriles de crudo por día.

El hidrocarburo obtenido ha sido clasificado como crudo medio-pesado. Este hallazgo representa el segundo yacimiento de la clase de 100 millones de toneladas descubierto en la zona de exploración madura del levantamiento de Shijiutuo.

El geólogo jefe de CNOOC destacó que el descubrimiento fue posible gracias a una revisión de los modelos de migración y acumulación de hidrocarburos en zonas de talud.

Tradicionalmente, estas áreas de pendiente se consideraban meras vías de tránsito para el petróleo y no sitios de acumulación significativa. La aplicación de nuevas tecnologías en entornos influenciados por fallas extensionales y de desgarre permitió identificar el potencial de estos flancos periféricos, abriendo nuevas posibilidades para la exploración en áreas previamente consideradas de bajo interés comercial.